Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КЗПВ"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 239 п. 01 от 18.04.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46215
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «КЗПВ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ЗАО «КЗПВ».

1-й уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02.2; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на основе сервера сбора данных (далее - сервер СД) и сервера базы данных (далее - сервер БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника, автоматизированные рабочие места операторов (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса. Далее, по запросу сервера БД, сервер опроса передает запрашиваемую информацию в сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

_______Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)___________

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

ПК «Энергосфера»

6.4

-

Анализатор 485

Spy485.exe

6.4

792fc10e74dfc2f1fd7 b8f4954960c96

MD5

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.4

481cbaafc6884e42ef 125e346d8ebabc

MD5

Архив

Archive.exe

6.4

0d8d84386c574dc1e 99906da60ef355a

MD5

Импорт из Excel

Dts.exe

6.4

74a349a5101dddd64 a8aab4dfeb60b88

MD5

Инсталлятор

Install.exe

6.4

d80a7b739e6c738bc 57fd1d4ac42483e

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.4

701557ecf47c27d841

6a1fcfedfa13ae

MD5

Локальный АРМ

ControlAge.exe

6.4

42622787a0c975903

2422c613bde8068

MD5

Менеджер программ

SmartRun.exe

6.4

109d78b66ce47a697 207035d46ab9987

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4

94f572617eadab4f7f c8d4feb71b7fa2

MD5

1

2

3

4

5

Ручной ввод

HandInput.exe

6.4

ab6cf0fb6b01 aa43 ef de930d3e26779e

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4

38b24819c3a5d0507 8b4ab7aaad0e723

MD5

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

6.4

adcbfb6041e2059fb0 f4b44c9fc880ca

MD5

Электроколлектор

ECollect.exe

6.4

fd3ae9a9180d99d472 127ff61c992e31

MD5

Комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, метрологические характеристики ИК в табл. 3 - 4 Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 1, ф. ВЛЦ-1

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02 Кл т.0,5 1000/5 Зав. № 43226

-

Зав. № 47827

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 6309

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02057379

активная, реактивная

2

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 14, ф. ВЛЦ-2

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02

Кл т.0,5 1000/5 Зав. № 43228

-

Зав. № 43240

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 5388

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043054

активная, реактивная

3

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 7, ф. КМЗ-1

ТПФМ-10 Г осреестр № 814-53

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 37449

-

Зав. № 37447

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 6309

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12041159

активная, реактивная

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

4

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 5, ф. КМЗ-6

ТПФМ-10 Г осреестр № 814-53

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 24955

-

Зав. № 47451

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 5388

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043073

активная, реактивная

5

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 6, ф. КМЗ-7

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-02

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 8978

-

Зав. № 8976

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043066

активная, реактивная

6

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 10, ф. КМЗ-5

ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-02

Кл т.0,5 600/5 Зав. № 4767

-

Зав. № 1425

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл т.0,5 6000/100 Зав.№ 6309

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043045

активная, реактивная

7

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 16, ф. КМЗ-4

ТВК-10 Г осреестр № 8913-82

Кл т.0,5 600/5 Зав. № 01410

-

Зав. № 01063

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 5388

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043016

активная, реактивная

8

ПС 35/6 кВ "Кушва", РУ 6 кВ, яч. 12, ф. КМЗ-8

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 1555

-

Зав. № 1558

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 5388

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043053

активная, реактивная

10

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 17, ф. Трансформатор №2 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 5255

-

Зав. № 7496

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 544

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 01061229

активная, реактивная

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

11

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 15, ф. Сетевой насос №3 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 150/5 Зав. № 2849

-

Зав. № 9349

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 544

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061417

активная, реактивная

12

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 18, ф. Трансформатор №1 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 5377

-

Зав. № 2667

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 603

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 12043071

активная, реактивная

13

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 19, ф. Трансформатор №3 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 300/5 Зав. № 2643

-

Зав. № 5208

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 603

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 01060695

активная, реактивная

14

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 20, ф. Сетевой насос №1 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 150/5 Зав. № 3806

-

Зав. № 3640

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 603

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061332

активная, реактивная

15

ПС-1 6/0,4 кВ "КЗПВ", РУ 6 кВ, яч. 21, ф. Сетевой насос №2 ПС Котельной

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 150/5 Зав. № 3809

-

Зав. № 3620

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49 Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 603

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061408

активная, реактивная

16

ПС-5 6/0,4 кВ "Компрессорная", РУ 6 кВ, яч. 13, ф. Ввод 1 насосная ст. №2

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 150/5 Зав. № 35265

-

Зав. № 34683

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 1307

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл t.0,5S/0,5 Зав.№ 02061425

активная, реактивная

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

17

ПС-5 6/0,4 кВ "Компрессорная", РУ 6 кВ, яч. 7, ф. Скрапобаза

ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59

Кл т.0,5 50/5 Зав. № 62377

-

Зав. № 10655

НТМИ-6 Г осреестр № 830-49

Кл т.0,5 6000/100

Зав.№ 1109

СЭТ-4ТМ.02.2 Г осреестр № 20175-01 Кл т.0,58/0,5 Зав.№ 12043007

активная, реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Пределы относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 8), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17

0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,8

3,2

5,6

0,2IH1 < I1 < IH1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,6

1,9

2,1

3,2

IH1 < I1 < 1,2IH1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,5

1,7

1,8

2,6

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Пределы относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 8), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7,

0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi

5,6

4,4

2,6

5,6

4,4

2,6

8, 10, 11, 12, 13,

0,2Ihi < Ii < IH1

3,0

2,4

1,5

3,1

2,5

1,6

14, 15, 16, 17

IH1 < I1 < 1,21н1

2,3

1,8

1,2

2,3

1,9

1,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom;  диапазон силы тока

(1 - 1,2) Ihom, коэффициент мощности cos9 (миф) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uhom; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (миф) - 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 50 °С.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,5 + 1,0(0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 5 °С до 30 °С.

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «КЗПВ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 8136 ч - среднее время наработки на отказ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- электросчетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 95200 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ»

Наименование

Количество

Измерительные трансформаторы тока ТПОЛ-10, ТПФМ-10, ТВК-10, ТПЛ-10

32 шт.

Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-6-66, НТМИ-6

6 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2

16 шт.

GPS - приемник

1 шт.

Аппаратный сервер

1 шт.

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы)

3 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Паспорт-формуляр

1 шт.

Поверка

Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.21688 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной

и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные     СЭТ-4ТМ.02.     Руководство     по    эксплуатации.

ИЛГШ.411152.087РЭ1» раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методы измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ».

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КЗПВ».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание